ЛУКОЙЛ создал геолого-гидродинамическую модель пермокарбоновой залежи Усинского месторождения

Москва, 2 июн - ИА Neftegaz.RU. Специалисты ЛУКОЙЛ-Инжиниринга, дочки ЛУКОЙЛа, создали постоянно действующую геолого-гидродинамическую модель уникального по запасам и строению объекта – пермокарбоновой залежи Усинского месторождения.
Об этом сообщила пресс-служба компании.

Использование модели:

• значительно сокращает рутинные процессы расчетов технологических параметров,
• оптимизирует процесс формирования таблиц,
• снижает субъективность расчетов.

При этом модель отражает все физико-химические процессы, происходящие при разработке месторождения.

На гидродинамической модели специалисты ЛУКОЙЛ-Инжиниринга проводят оперативные расчеты по оценке эффективности пароциклических обработок, закачки горячей воды, поверхностно-активных веществ, а также эксплуатационного бурения.

Ранее специалисты ЛУКОЙЛ-Инжиниринга разработали геолого-литологическую модель месторождения пермокарбоновой залежи Усинского месторождения, которая стала основой для геолого-гидродинамической модели.

В перспективе модель планируется применять для расчетов:

• технологических показателей для проектной технической документации на разработку месторождения,
• эффективности геолого-технических мероприятий по повышению нефтеотдачи пласта,
• для оценки эффективности бурения новых скважин,
• для принятия оперативных решений по разработке залежи.

Особенности разработки пермокарбоновой залежи обусловлены сложным геологическим строением массивного трещинновато-кавернозно-порового карбонатного резервуара высотой около 300 м, содержащего сверхвязкую нефть.

Неоднородность фильтрационно-емкостных свойств, развитие трещинноватости, кавернозности и карстовых полостей оказывают значительное влияние на процессы фильтрации флюида в пласте.

Для учета влияния вторичных изменений коллектора в геолого-гидродинамической модели применен подход комплексирования разномасштабных исследований.
При создании массива проницаемости пласта использовались:

• результаты геофизических исследований скважин,
• данные керна,
• результаты гидродинамических исследований,
• данные о поглощениях буровых растворов,
• результаты 3D-сейсмических исследований.

Также в геолого-технологической модели построен куб компонентного состава нефти с учетом вязкостей псевдокомпонентов при температуре и давлении, свойства которой соответствуют проведенным лабораторным исследованиям с привязкой к глубине отбора пробы.

Для учета теплопереноса горных пород при воздействии тепловых методов в процессе моделирования учтен неколлектор.